轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗分析及優(yōu)化運行

李亢（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

1 能耗分析

2016年，采油七廠集輸系統(tǒng)共耗氣7344×104m3，其中：脫水聯(lián)合站耗氣1200×104m3，轉(zhuǎn)油站耗氣6067×104m3（29座轉(zhuǎn)油站，未含葡三聯(lián)轉(zhuǎn)、敖聯(lián)轉(zhuǎn)），卸油站耗氣64×104m3，其他耗氣13×104m3；集輸系統(tǒng)共耗電3951×104kWh，其中：脫水聯(lián)合站耗電673×104kWh，轉(zhuǎn)油站耗電3039×104kWh，其他耗電239×104kWh。轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)耗氣、耗電均占整個集輸系統(tǒng)的80%左右，而摻水系統(tǒng)又是轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)的耗能大戶。采油七廠所轄油田屬于高寒地區(qū)低產(chǎn)低滲透油田，集輸系統(tǒng)通常采用環(huán)狀摻水流程，由于受氣溫低、凝固點高、產(chǎn)量低等一系列因素的影響，摻水系統(tǒng)耗能居高不下，成為制約節(jié)能降耗的瓶頸；所以，優(yōu)化集輸系統(tǒng)運行、控制摻水系統(tǒng)耗能也就成為了該油田節(jié)能降耗工作的重心。

1.1 冬夏兩季能耗趨勢

由于大慶油田處于高寒地區(qū)，冬夏兩季室外氣溫最大溫差在60℃以上，在冬季生產(chǎn)時，為了滿足集輸溫度條件，各轉(zhuǎn)油站摻水出站溫度遠高于夏季運行溫度，部分甚至在70℃以上，摻水量也遠高于夏季生產(chǎn)，同時各站的采暖與伴熱系統(tǒng)也將消耗大量能源；夏季生產(chǎn)時，氣溫上升，大部分轉(zhuǎn)油站摻水溫度和摻水量均明顯下降，采暖與伴熱系統(tǒng)停運，加熱爐耗氣與機泵耗電均明顯降低。在針對2016年全年的統(tǒng)計分析中，轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)耗氣、耗電總體上呈夏季下降冬季上升的趨勢，冬夏耗氣最大相差60%。夏季較冬季耗電低20%～30%左右。

對于冬季運行外輸爐的轉(zhuǎn)油站，以葡北地區(qū)葡北14#轉(zhuǎn)油站為例，冬季運行摻水外輸爐2臺，摻水爐1臺，采暖爐1臺；夏季只運行1臺摻水外輸爐，且外輸部分不進行加熱，日均摻水量減少468m3（39.49%），由于葡北14#轉(zhuǎn)油站下轄閥組間11座，數(shù)量較多，大部分為環(huán)狀井，且部分集油環(huán)距轉(zhuǎn)油站距離較遠，夏季也需要較高的摻水溫度，摻水溫度冬、夏季變化不大。由轉(zhuǎn)油站外輸溫升（外輸溫度—回油溫度）、外輸量及天然氣熱值可計算外輸耗氣量；由轉(zhuǎn)油站摻水溫升（摻水溫度—回油溫度）、摻水量及天然氣熱值可計算摻水系統(tǒng)耗氣量[1]（表1）。葡北14#轉(zhuǎn)油站冬季日均耗氣中摻水、外輸及其他部分各為4388.4m3、604.2m3及433.4m3，各占自耗氣總量的80.88%、11.14%及7.98%。夏季摻水系統(tǒng)日均耗氣2951.2m3，為冬季摻水系統(tǒng)耗氣的67.25%，占夏季轉(zhuǎn)油站日均耗氣量的92.49%。

表1 葡北14#轉(zhuǎn)油站冬、夏季摻水、外輸系統(tǒng)耗氣量

葡北14#轉(zhuǎn)油站冬季耗電中摻水、外輸各為974、271kWh，其他系統(tǒng)耗電合計1456kWh，各占轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)耗電總量的36.06%、10.03%及53.91%。夏季耗電中摻水、外輸各為802、279kWh，其他系統(tǒng)耗電合計876kWh，各占轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)耗電總量的41.01%、14.21%及44.78%。

1.2 耗氣量波動

1.2.1 全年耗氣波動

通過對2016年度全廠轉(zhuǎn)油站單月耗氣量與月平均氣溫對比可見，全年耗氣波動與氣溫走勢相同，特別在進入夏季后，6—9月份平均氣溫相近，相應(yīng)的耗氣量幾乎保持相同，波動不超過3.5%。而冬季生產(chǎn)時，耗氣量增加的波動幅度卻高于氣溫降低的幅度，主要原因在于為保證冬季集輸系統(tǒng)安全平穩(wěn)生產(chǎn)，沒有進行集輸參數(shù)管理，加熱爐均滿負荷運行，摻水溫度保持高位運行（部分轉(zhuǎn)油站始終保持70℃以上），也未依照氣溫變化作出及時有效的調(diào)整，所以轉(zhuǎn)油站冬季耗氣未產(chǎn)生與氣溫相應(yīng)的波動。2017年1—3月，3個月的耗氣量均超過700×104m3，保持高位運行，但二、三月份氣溫與一月相比已有明顯回升，三月平均高溫已在零度以上，且有部分天數(shù)最高氣溫在10℃以上，存在一定的節(jié)能降耗潛力（表2）。

表2 2017年度上半年全廠轉(zhuǎn)油站耗氣量與氣溫對比

1.2.2 短期耗氣波動

截至目前，全廠共有31座轉(zhuǎn)油站，其中太南4#轉(zhuǎn)油站、太南2#轉(zhuǎn)油站、敖106轉(zhuǎn)油站和臺12轉(zhuǎn)油站不滿足濕氣外輸條件，對其余27座轉(zhuǎn)油站進行集輸節(jié)點溫度檢查。轉(zhuǎn)油站中，達到站內(nèi)閥組間來液匯管溫度規(guī)定的有15座，未達到規(guī)定的有11座，其中葡北1#站無準確溫度取值。溫度合格的15座站按檢查日期后的8d（24—31日）取值計算并修正耗氣量波動范圍值，其余轉(zhuǎn)油站依照工藝流程、耗氣量和閥組間數(shù)相似情況修正波動范圍值，最大波動范圍值暫定±10%，各站波動范圍值會在以后的日常管理中按現(xiàn)場實際進一步修正。規(guī)劃所將依照修正的耗氣量波動范圍值對各轉(zhuǎn)油站耗氣量進行監(jiān)測。當(dāng)某站耗氣量波動異常時，則對其集輸節(jié)點溫度進行檢查。檢查發(fā)現(xiàn)，轉(zhuǎn)油站耗氣量短期波動偏大時主要存在氣溫驟降、沖環(huán)、罐車加水等特殊情況。

2 優(yōu)化運行

推進“兩控兩優(yōu)”運行模式，細化修訂集輸參數(shù)標準，消除節(jié)能優(yōu)化工藝瓶頸，挖掘集輸能耗降低潛力。通過調(diào)控各閥組間進站溫度和轉(zhuǎn)油站外輸溫度、優(yōu)化轉(zhuǎn)油站加熱爐和摻水泵運行臺數(shù)、細化修訂集輸參數(shù)標準和實施梯度加熱工藝改造等多措并舉，進一步降低轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)能耗，實現(xiàn)油田高效、低耗運行[2-3]。

2.1 編制集輸系統(tǒng)“個性化”運行方案

按照因地制宜、因季制宜的原則，規(guī)劃所對各轉(zhuǎn)油站采取全年實施集輸參數(shù)優(yōu)化，降低系統(tǒng)能耗，定制摻水泵、加熱爐運行臺數(shù)標準，指導(dǎo)實施轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)“個性化”參數(shù)控制。目前執(zhí)行夏季標準，優(yōu)化摻水泵、加熱爐運行臺數(shù)，并采取降溫集輸、常溫集輸模式。截至2017年6月，累計關(guān)停摻水泵55臺、加熱爐53臺、降溫集輸井1056口、常溫集輸井199口；累計節(jié)氣415×104m3，節(jié)電150×104kWh。2018年將在冬、夏季標準的基礎(chǔ)上摸索規(guī)律，并編制《摻水泵、加熱爐優(yōu)化運行方案》，力爭在2019年實施以月度為單位的摻水泵、加熱爐“個性化”優(yōu)化運行標準[4]。

2.2 執(zhí)行全年集輸參數(shù)優(yōu)化控制

2016年以前，采油七廠以夏季開展降溫集輸工作和控制單環(huán)回油溫度為技術(shù)管理手段，存在一定的局限性。2017年采油七廠開展全年集輸參數(shù)優(yōu)化控制，控制轉(zhuǎn)油站來液匯管和外輸進聯(lián)合站溫度兩個節(jié)點。針對全年精細調(diào)控，挖掘節(jié)能降耗潛力，又結(jié)合近年來采油七廠冬、夏季集輸系統(tǒng)運行實際，暫定轉(zhuǎn)油站集輸節(jié)點溫度界限（表3）。

表3 轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)運行集輸節(jié)點溫度界限

2.3 細化修訂集輸參數(shù)標準

隨著油田逐年開發(fā)，采出液成分和物性必然發(fā)生一定變化。針對影響集輸溫度的重要參數(shù)原油凝固點，2016年開展了《采油七廠采出液原油物性分析檢測》技術(shù)研究，對31座轉(zhuǎn)油站采出液原油物性進行檢測分析，重新標定各轉(zhuǎn)油站采出液原油凝固點。目前全廠31座轉(zhuǎn)油站已全部標定完成，經(jīng)對比轉(zhuǎn)油站新標定的原油凝固點普遍高于目前在用凝固點標準，且部分高出5℃以上。由于集輸節(jié)點溫度界限一般為高于凝固點3～5℃，集輸系統(tǒng)的末端溫度在實際運行中已在凝固點以下正常運行。因此，根據(jù)生產(chǎn)實際情況，細化修訂原油進站參數(shù)標準，挖掘集輸系統(tǒng)能耗降低潛力，2018年將根據(jù)各站實際情況，更新集輸參數(shù)控制標準[5]。

2.4 實施四合一梯度加熱工藝改造

全廠有9座轉(zhuǎn)油站噸液耗氣量偏高，除葡南1#轉(zhuǎn)油站為三合一（緩沖沉降分離裝置）+真空爐工藝外，其余均為四合一工藝，其中敖256轉(zhuǎn)油站、敖4轉(zhuǎn)油站為真空爐+四合一工藝，葡五聯(lián)、葡南2#、敖106、臺12、臺肇聯(lián)1#和葡361轉(zhuǎn)油站為純四合一工藝，且均無梯度加熱。敖106轉(zhuǎn)油站伴生氣壓力過低，不滿足集輸要求；臺12轉(zhuǎn)油站外輸距離長達12km，需保證高溫集輸；葡南1#轉(zhuǎn)油站出液含沙高，需保證高溫集輸；其余轉(zhuǎn)油站單井集輸半徑較大，真空爐無法滿足摻水溫升要求或站內(nèi)無獨立摻水爐，此類轉(zhuǎn)油站四合一摻水出口溫度高，同時外輸出口溫度偏高，造成耗氣浪費。目前全廠轉(zhuǎn)油站中葡北9#轉(zhuǎn)油站和敖九轉(zhuǎn)油站為梯度加熱工藝，葡南7#轉(zhuǎn)油站已有改造計劃，建議將上述四合一流程的轉(zhuǎn)油站也改造為梯度加熱。其中，臺肇聯(lián)1#、敖256、敖4轉(zhuǎn)油站為3臺四合一，可效仿葡北9#轉(zhuǎn)油站，將第1臺四合一作為不加熱分離設(shè)備，第3臺四合一作為摻水爐，既降低了外輸出口溫度，又能取得良好的分離效果。

3 結(jié)束語

為降低地面系統(tǒng)能耗，推進集輸參數(shù)優(yōu)化，規(guī)劃所將深入生產(chǎn)一線，密切跟蹤生產(chǎn)動態(tài)，掌握第一手的參數(shù)數(shù)據(jù)，修訂完善優(yōu)化措施細節(jié)，組織各采油礦按需調(diào)整“站—間—井”摻水量和摻水溫度。例如：葡北地區(qū)油井產(chǎn)液量大、含水率高，適宜采取高摻水溫度、小摻水量的方式運行摻水系統(tǒng)；臺肇及敖包塔地區(qū)油井產(chǎn)液量小、含水率高，適宜采取低摻水溫度、大摻水量的方式運行摻水系統(tǒng)。建議按照“因站制宜”、“因間制宜”的調(diào)控思路，根據(jù)各地區(qū)原油物性參數(shù)、工藝流程，調(diào)整各站的集輸參數(shù)，使轉(zhuǎn)油站集輸節(jié)點溫度控制在合理范圍內(nèi)[6-7]。按照“摸現(xiàn)狀、找問題、定措施、挖潛力”工作思路，開源節(jié)流，采取多種舉措，實現(xiàn)地面系統(tǒng)優(yōu)化降耗，預(yù)計全年可節(jié)氣800×104m3，節(jié)電 310×104kWh。

[1]鄧海平.降低油氣集輸系統(tǒng)自耗氣的認識[J].石油石化節(jié)能，2011，1（10）：41-43．

[2]徐紅衛(wèi).集輸系統(tǒng)控制天然氣消耗的措施應(yīng)用[J].石油石化節(jié)能，2016，6（5）：25-26．

[3]吳長慶.降低轉(zhuǎn)油站能耗淺析[J].石油石化節(jié)能，2014，4（1）：37-38．

[4]李想.降溫集輸節(jié)能降耗效果分析[J].石油科技論壇，2009（4）：43-44．

[5]董廣平.控制集輸系統(tǒng)耗氣新模式的應(yīng)用[J].化工管理，2015（8）：27-28．

[6]魏勝.低產(chǎn)油田低能耗摻水集輸技術(shù)探討[J].石油石化節(jié)能，2013，3（1）：10-12．

[7]苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油氣集輸設(shè)計技術(shù)手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994：28-35．